automatizacion de pozos de petroleo
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Automatización de Pozos de Petróleo
Jorge Bourdette, ABB R&D ManagerABB Knowledge Center
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CONTENIDO
1. INTRODUCCION ............................................................................................. 4
2. Sistemas de Bombeo ..................................................................................... 62.1 Bombeo Mecánico ........................................................................................... 62.2 Bombas Electrosumergibles (ESP) ................................................................ 112.3 Bombas de Cavidad Progresiva (PCP y ESPCP) .......................................... 152.4 Otros (Gas Lift, Jet Pump, Plunger Lift) ......................................................... 18
3. Telemetría y telecomando ........................................................................... 213.1 Monitoreo Básico ........................................................................................... 213.2 Monitoreo Completo ...................................................................................... 213.3 Optimización de Pozos .................................................................................. 223.4 Sistemas SCADA .......................................................................................... 223.5 Integración Corporativa ................................................................................. 23
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1. INTRODUCCION
En este artículo se investigan distintos sistemas de extracción de petróleo con sistemasde bombeo artificial y alternativas de automatización de los mismos, entendiéndose comotal desde la protección de los equipos y del pozo hasta la adquisición central de datospara la optimización del yacimiento.
Antes de comenzar con el análisis propiamente dicho consideraremos algunas cuestionesgenerales.
En general, un pozo de petróleo consiste en una perforación hasta el nivel en que elpetróleo fluye a través de la roca permeable. Dada la presión del reservorio y lascaracterísticas del fluido, el mismo puede surgir naturalmente a la superficie o no; parapoder extraer el fluido la presión en el fondo debe ser mayor que la combinación de lapresión de cabeza más la columna hidrostática más las pérdidas por fricción en latubería:
fwfluidoWHwf
wfR
PhPP
PP
D++=>
rLa presión de cabeza (PWH) depende de las condiciones aguas arriba: presión delseparador, cañería y restricciones, junto con el caudal y las características del fluido. Laspérdidas por fricción en la tubería1 (DPf) dependen también del caudal, las característicasdel fluido y el tipo y diámetro de caño. Estas dos componentes son normalmentepequeñas en comparación con la presión de columna hidrostática (10 al 20%) en un pozode petróleo.
El caudal entregado por el pozo dependerá de la diferencia entre PR y Pwf, siendoaproximadamente lineal con respecto a dicha diferencia o drawdown2. Esto permite definirun índice de productividad (PI, Productivity Index) que da una idea de la capacidad deproducción del pozo.
wfR PP
QPI -=Este índice variará en general en el tiempo, ya sea por daños en la formación, inyecciónde agua, o agotamiento del pozo. Depende de varios factores como la viscosidad delfluido, permeabilidad de la perforación, factor de volumen, etcétera.
En el caso general de fluidos multifásicos, cuando la Pwf es menor que la presión deburbuja, no se cumple la relación lineal. En su lugar se utiliza la curva determinada porVogel.
20
max0
8.02.01 ÷÷øöççè
æ-÷÷øöççè
æ-=
R
wf
R
wf
P
P
P
P
En todo caso resulta obvio que para aumentar el caudal se debe aumentar el drawdown,y para esto se utilizan los diferentes sistemas de bombeo (Figura 1 y Figura 2).
1 Tubing o tubería de extracción.2 El drawdown es la diferencia entre la presión del límite exterior del pozo (presión de reservorio) y la presión de fondo enproducción (equivalente a la presión de cabeza, más la columna hidrostática, más pérdidas por fricción y aceleración).
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Figura 1 - Perfil de presión
.
Figura 2 - Inflow vs. Outflow con bomba ESP
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2. Sistemas de Bombeo
2.1 Bombeo Mecánico
Las llamadas Bombas Mecánicas, AIB (Aparato Individual de Bombeo) o “Cigüeña”3
utilizan un equipo de bombeo alternativo en superficie con una bomba en el fondo y sonmuy comunes debido al bajo costo del equipo, bajo costo operativo, y simplicidad dediseño y operación. La eficiencia es del orden del 50 a 60%.
Otras ventajas son la posibilidad de usar distintos tipos de fuerza motriz (motoreseléctricos o a explosión) y la capacidad de trabajar en pozos de alta temperatura y altaviscosidad.
Figura 3 - Bomba mecánica
Son bombas usadas para producciones no muy altas (hasta 160 m3/día4) y a no más de3000 metros5 de profundidad en pozos verticales (con poca desviación).
Entre las desventajas: no se puede aplicar offshore, puede tener fugas en la superficie,pierde eficiencia volumétrica si hay mucho gas y si hay sólidos pueden erosionar labomba.
Existen varios tipos de bombas: convencional (palanca de primer orden), Mark II (palancade tercer orden), y balanceada por aire (utiliza aire a presión en lugar de contrapeso).
Figura 4 - Tipos de equipos
Una variación de este tipo de bombas es la Rotaflex (Figura 5).
3 En inglés: Beam Pump, Rod Pump, Jack Pump, Pump Jack, Grasshopper o Nodding Donkey.4 1000 barriles/día5 Unos 10000 pies
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Figura 5 - Rotaflex
En la Figura 6 podemos ver las partes de la bomba (en inglés).
Figura 6 - Partes de una bomba convencional
Los nombres en español varían de país a país. Algunas equivalencias:
Prime Mover MotorBelt CorreaBrake FrenoGear Reducer ReductoraCrank ManivelaPitman BielaWalking Beam VigaHorsehead Cabezal (o Cabezote)Polished Rod Barra Pulida (o Varilla Pulida)Sucker Rod Sarta de Varillas (o Cabillas)
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La bomba en sí consiste en un pistón móvil que se mueve alternativamente dentro de untubo fijo. En la base del tubo fijo (tubing del pozo) hay una válvula (válvula fija, SV6) quese abre durante la succión (en la carrera ascendente) y se cierra en la carreradescendente; en el pistón hay otra válvula (válvula viajera, TV7) que se comporta enforma opuesta (Figura 7).
Figura 7 - Bomba de fondo
La operación de la bomba es sencilla. El motor hace girar la manivela a través de losmecanismos de transmisión, y este movimiento se convierte a través de biela y viga enun movimiento alternativo que se transmite (mediante las varillas) al pistón de la bomba.En la carrera ascendente (con la válvula viajera cerrada) el petróleo es impulsado haciaarriba mientras que (con la válvula fija abierta) se llena la cavidad de la bomba porsucción. En la carrera descendente se llena el pistón ya que por las diferencias depresión se cierra la válvula fija y se abre la viajera.
2.1.1 Problemas y Diagnósticos
Estas bombas pueden tener diverso tipo de problemas: rotura de varilla, movimiento delcuerpo de la bomba, pérdidas en las válvulas, pérdidas por rotura en el tubo, golpe defluido, golpe de gas, bloqueo por gas, etcétera.
Se llama golpe de fluido al caso en que el pistón, debido a un mal llenado de la bomba,viaja parte de la carrera descendente sin resistencia (por no encontrar fluido) y luegogolpea con la superficie del líquido. Este problema se debe generalmente a un exceso develocidad de la bomba, que bombea más petróleo del que puede reponer la formación.En el caso del golpe de gas, se forma una cámara de gas que debe ser comprimidadurante parte de la carrera descendente.
Figura 8 - Golpes de fluido y de gas
6 Standing Valve7 Travelling Valve
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Cualquiera de estos problemas tendrá un efecto directo sobre la producción del pozo, ylos golpes de fluido grandes incidirán en la vida útil de la bomba, pudiendo provocarrotura de varillas. Por esto es importante poder diagnosticarlos y corregirlos.
Las herramientas de diagnóstico típicas son la ecometría, las pruebas de válvula fija yválvula viajera y el análisis dinamométrico.
La ecometría se utiliza para medir el nivel del fluido en el anular o entretubo8. Este niveldebe encontrarse todo el tiempo por encima de la bomba para tener un buen llenado dela misma9.
Las pruebas de válvula consisten en medir la carga sobre las válvulas fija y viajera encondiciones cuasi-estáticas.
El análisis dinamométrico se basa en el gráfico de la carga sobre la bomba versus laposición de la misma. Normalmente se determina en la superficie (carga sobre la barrapulida versus posición de la misma) y por métodos matemáticos (ecuación de onda) sedetermina la carta dinamométrica de fondo.
La dinamometría es un tipo de análisis muy difundido ya que la forma de la carta y losvalores de carga permiten diagnosticar un amplio rango de problemas mediante lacomparación entre la carta teórica y la real (Figura 9).
Figura 9 - Carta dinamométrica de superficie
Además, las mediciones permiten determinar el torque neto sobre el motor y reductorpara verificar que esté funcionando dentro de los límites de diseño y para ajustar loscontrapesos logrando la distribución óptima de torque (Figura 10).
Figura 10 - Torque vs. Angulo
8 Annulus, espacio anular entre el tubing (tubería de producción) y el casing (tubería externa).9 La distancia entre el nivel estático y la bomba se denomina sumergencia.
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2.1.2 Posibilidades de Automatización
2.1.2.1 Medición
En el caso de la ecometría, lo normal es hacer el análisis con equipos móviles que seinstalan en forma temporaria. Las mayores posibilidades se encuentran en elrelevamiento y análisis de la carta dinamométrica, siendo necesario para esto medir tantola posición de la barra pulida como la carga sobre la misma.
El método más utilizado para medir la carga es mediante una celda de carga instalada enel bloque que une las riendas (guaya) con la barra pulida. Para medir la posición se utilizaun sistema de cuerda y potenciómetro que se mueve junto con la barra, un inclinómetrosobre la viga o un acelerómetro.
El problema principal de esos medios para su montaje en forma permanente es que porsu naturaleza móvil suelen fallar, en particular los cables de conexión que están enconstante movimiento.
Cuando se utiliza un variador de velocidad para controlar la velocidad del motor (y por lotanto la de bombeo), es posible utilizar la medición de torque que da el variador paradeterminar la carga sobre la barra pulida en función de la relación del reductor y lageometría de la bomba. Asimismo, puede calcularse la posición en función de lavelocidad de giro del motor, la relación del reductor y la geometría de la bomba siendonecesario además un contacto que indique el fin de la carrera descendente (debido a queson necesarios varios giros del motor para completar una carrera).
2.1.2.2 Protección y Automatización
Normalmente se instalan en este tipo de pozos protecciones eléctricas, que pueden sersimples térmicas o más elaboradas, pero en general tienden a proteger el motor sinninguna posibilidad de diagnóstico de otros problemas.
Mediante análisis ecométrico o dinamométrico eventual pueden detectarse casos en quedebido a la baja producción del pozo es inevitable llegar a condición de pump-off(bombeo en vacío) aún con la bomba a mínima velocidad. En estos casos, se puedeminimizar esta posibilidad ya sea mediante un timer que mantenga en funcionamiento labomba por períodos fijos, permitiendo su rellenado el resto del tiempo, o con un variadorde velocidad (VSD, Variable Speed Drive) para bajar la velocidad de bombeo.
Un tipo de automatización más conveniente es el uso de controladores de pump-off(POC, Pump-off Controller), que basándose en el análisis dinamométrico pueden apagarla bomba cuando el golpe de fluido es evidente durante un tiempo que permita elrellenado del entretubo o (si se dispone de un VSD) reduzcan la velocidad de bombeoincrementándola de nuevo cuando el problema ha desaparecido. Este último casopermitiría ir ajustando la velocidad de bombeo hasta que el pozo produzca en formacontinua con un mínimo golpe de fluido. De este modo puede alargarse la vida útil delconjunto y mantener el pozo en la máxima producción posible.
El método seleccionado dependerá obviamente de la relación costo-beneficio. Desde elpunto de vista de la producción es deseable mantenerla al máximo posible, pero en esecaso, como se ha visto, es necesaria alguna forma de protección.
La ventaja del timer es su bajo costo, pero debido a que trabaja a “lazo abierto” suelesuceder que no está optimizado el momento en que la bomba debe trabajar. Otroproblema es la dificultad de sincronización del funcionamiento de varios pozos para evitarel arranque simultáneo que provoca mayor exigencia sobre la red eléctrica; esteproblema puede evitarse mediante telecomando (Ver Telemetría y telecomando másadelante).
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Un POC dedicado o implementado sobre un VSD es más caro pero más conveniente.Además, tanto los POC como los VSD permiten implementar otras formas de protección
La ventaja del VSD es que permite ajustar automáticamente la velocidad de bombeo yhacerla más uniforme, disminuyendo la cantidad de arranques y paradas de la bomba yaumentando la producción si es posible. Además, permite un mayor rango de bombeo sinnecesidad de hacer cambio de poleas, evitando la intervención del pozo (con laconsiguiente pérdida de producción y costo de horas hombre y transporte).
Un VSD también puede cambiar la velocidad varias veces durante un ciclo de bombeo,reduciendo la carga máxima sobre las varillas, consiguiendo un mejor llenado de labomba y aumentando la vida útil del conjunto.
2.2 Bombas Electrosumergibles (ESP)
Las Bombas Electrosumergibles son bombas centrífugas de varios cuerpos en las que lafuerza motriz proviene de un motor instalado junto a la bomba, en el fondo del pozo(Figura 11). La eficiencia es del orden del 35 a 45%.
Figura 11 - Bomba Electrosumergible
Pueden usarse en pozos verticales o inclinados, con alta presión de descarga y/o altodiferencial de fondo. Tienen gran capacidad de bombeo (hasta 4800 m3/día10) y puedentrabajar en offshore y a profundidades de hasta unos 4600 metros11.
Como desventajas se pueden mencionar el costo relativo en caso de pozos de bajaproducción o poca profundidad, los costos de instalación, diámetros de casingrelativamente grandes, limitaciones en temperatura y HP, y mayor complejidad. Además,
10 30000 barriles/día11 Unos 15000 pies
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requieren bajar cables de alimentación al motor y un diseño especial en el caso de pozoscon gas o sólidos.
La bomba en sí trabaja convirtiendo la energía cinética de rotación en potencial depresión y consta de varias etapas, cada una de los cuales contribuye una parte deldiferencial de presión necesario (Figura 12).
Figura 12 - Una etapa de una bomba ESP
Según el tipo de inpulsor existen bombas de flujo axial, radial o mixto. Entre el motor y labomba se instala un sello que evita la mezcla de fluidos (producción del pozo y aceite delubricación).
Como base para el diseño se utilizan las curvas características de presión (Head medidoen pies o metros), potencia y eficiencia (Figura 13). Las curvas se relevan para una etapautilizando agua y se ajustan según el fluido y número de etapas.
Figura 13 - Curvas de una bomba ESP
Utilizando variadores de velocidad puede ajustarse la velocidad de la bomba, modificandopor lo tanto el salto de presión que provoca de modo de poder corregir las variaciones delpozo en el tiempo.
Además del motor, filtro y bomba pueden agregarse otros dispositivos como separador degas (Figura 14) y sensores de fondo.
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Figura 14 - Separador de gas
Los sensores de fondo se usan para medir presión de succión y descarga de la bomba,temperatura de bomba y motor y vibraciones; las señales viajan por el cable de fuerzamotriz. Estas mediciones son muy útiles para el diagnóstico aunque suelen fallar debido alas condiciones extremas en que trabajan.
2.2.1 Problemas y Diagnósticos
Suponiendo que se ha diseñado correctamente la bomba adecuada para el pozo (lo queno siempre es así, ya que el mal diseño es una causa común de problemas), losproblemas que pueden aparecer son diversos: eje roto (por lo cual algunas etapas nogiran), giro inverso (conexión incorrecta), desgaste por arena o corrosión, incrustaciones,presencia de gas, parafinas, taponamiento, tubing perforado, etcétera.
Un tema importante a considerar es la refrigeración del motor. Dado que el motor esrefrigerado por el propio fluido que se extrae, se pueden usar dispositivos que permitanasegurar que exista siempre caudal alrededor del motor.
En estas bombas también se recurre al ecómetro para analizar el estado defuncionamiento. Es fundamental para evitar el sobrecalentamiento del motor disponersiempre de fluido en el entretubo (sumergencia positiva).
Algunos problemas pueden diagnosticarse basándose en mediciones de superficie(corriente de la bomba, comparación entre caudal producido y teórico) pero en muchoscasos los efectos medidos no permiten determinar cuál es el problema. En el caso de giroinverso la bomba produce menor cantidad, pero el efecto puede confundirse con el de uneje roto en el cual trabajan parte de las etapas.
Cuando se dispone de mediciones de fondo confiables, el análisis de las curvas desucción, descarga, corriente y temperatura en combinación con las curvas de la bomba ydel pozo permiten un alto grado de confiabilidad en el diagnóstico (Figura 15).
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Figura 15 – Curvas de presión y corriente (simplificado)
2.2.2 Posibilidades de Automatización
2.2.2.1 Medición
Como en el caso de las AIB, se puede hacer ecometría pero lo normal es hacer elanálisis con equipos móviles que se instalan en forma temporaria.
Las mediciones típicas en superficie son la corriente, tensión y factor de potencia; si seutiliza un variador de velocidad se pueden tomar otras mediciones útiles como torque yvelocidad de giro. Con un transmisor de presión puede sensarse también la presión decabeza de pozo. En el separador de prueba se miden los caudales de petróleo, agua ygas determinando el corte de agua y la relación gas/petróleo.
Si el producto en el tubing es líquido (no hay desprendimiento de gas) podría utilizarse uncaudalímetro másico bifásico para medir caudales de agua y petróleo en línea y utilizarun modelo matemático para calcular las presiones a lo largo del tubing.
En el fondo las mediciones más importantes son presión de succión y descarga de labomba, temperaturas de bomba y motor, y vibraciones.
Existen también equipos que en la superficie y a través de medición y análisis deparámetros eléctricos permiten analizar el funcionamiento de la bomba, peronormalmente se instalan en forma temporaria debido a su costo.
2.2.2.2 Protección y Automatización
En principio se utilizan funciones de protección en base a los parámetros eléctricos(protecciones por overload y underload en base a la corriente del motor).
Figura 16 - Cartas amperométricas
Pd
Pi
P
t
h
P
Pd
Pi
P
t
h
P
Pd
Pi
P
t
h
P
Pd
Pi
P
t
h
P
PP
PPi
Pwh
Pwh
Pwh
Pwh
Intake obstruction
Gas separator problem
Pump wear (eg. sand)
Broken shaft
Pd
P
Pd
P
A
A
A
A
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El problema de utilizar sólo la corriente como parámetro de medición es que, dado que lamisma depende varios parámetros que pueden cancelar su efecto mutuamente, es difícildiagnosticar un problema específico. Por ejemplo, un cambio en el corte de agua enpozos de recuperación secundaria afecta por un lado el caudal y por otro la densidad delfluido causando efectos cancelatorios sobre la corriente. De todos modos, es unaexcelente herramienta de protección debiendo recurrirse en general a otros métodos paradiagnosticar el problema de origen.
El ecómetro permite determinar el nivel de sumergencia y en base al mismo la presión desucción de la bomba, que es la del casing en superficie, más la presión hidrostática delgas más la del fluido (nivel de sumergencia por la densidad en el entretubo, que nosiempre es fácil de determinar con precisión ya que se trata de una mezcla de petróleo,gas y agua que puede ser diferente de la del tubing). De todos modos es una buenaestimación a falta de un sensor de fondo.
Conocida la curva IPR del pozo también es posible determinar la presión de fondofluyente del pozo (Pwf=Preservorio-Q/PI) para el caudal de producción. Analizando estosdatos y si existe discrepancia entre los distintos cálculos pueden detectarse problemas enel funcionamiento de la bomba pero volvemos a destacar que esto depende de unabuena medición de caudal y contenidos de agua y gas, que no suelen estar disponiblesen línea todo el tiempo.
Cuando existen sensores de fondo12 pueden agregarse protecciones por presión desucción, descarga y diferencial de bomba, por sobrecalentamiento de motor y porvibraciones. Además es posible estimar el caudal, el corte de agua y la relacióngas/petróleo en el tubing entre otros parámetros.
Una posibilidad en pozos estables o realizando mediciones periódicas en el separador deprueba es, mediante un modelo del pozo, determinar el nivel de sumergencia y adecuarla velocidad de bombeo (mediante un VSD) para mantener el pozo en máximaproducción sin llegar a condición de pump-off o incluso manteniendo una presiónsuficientemente alta para evitar excesivo desprendimiento de gas. Cuando se dispone desensor de presión de fondo directamente se controla la velocidad del VSD para mantenerla presión de succión (proporcional a la sumergencia) constante y lo más baja posible.
Un VSD permite además actuar ante muchos problemas como presencia de gas, bloqueopor gas, pump-off o sobrecarga simplemente bajando la velocidad. No obstante, enalgunos casos será necesario intervenir la bomba si se desea aumentar la producción. Lagran mayoría de casos de bombas ESP trabajando en condiciones no óptimas se debe auna mala selección de la bomba o a grandes cambios en el comportamiento del pozo quevuelven ineficiente la bomba instalada.
Durante el arranque del pozo es conveniente validar las condiciones de trabajo y una vezestabilizado el mismo programar alarmas para detectar cambios del punto de trabajo, yasea bruscos o a largo plazo (típicos de problemas de desgaste).
2.3 Bombas de Cavidad Progresiva (PCP y ESPCP)
Las Bombas de Cavidad Progresiva (PCP) son bombas de desplazamiento positivo; un“gusano” (rotor) gira dentro de un elastómero (estator) desplazando el fluido hacia lasuperficie (Figura 17). La fuerza motriz proviene de un motor eléctrico que puede estar
12 Sólo un 2% de las bombas ESP actualmente en uso tiene sensores de fondo.
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ubicado en el fondo13 (ESPCP) pero normalmente está en la superficie. La eficiencia esdel orden del 60 al 70% con motor en superficie y algo menor con motor en fondo.
Las principales ventajas son su alta eficiencia, el bajo costo inicial y operativo y sucapacidad de manejar fluidos muy viscosos como así también sólidos. Se usan en pozosde 0.8 a 800 m3/día14 y menos de 2300m15, verticales si el motor está en superficie (lasESPCP pueden trabajar en pozos altamente inclinados). La velocidad de giro de labomba es de 100 a 1000RPM (típico 250 a 500RPM).
Figura 17 - Bomba PCP; partes
Las desventajas más importantes son sus limitaciones de presión, temperatura ycomponentes que pueden atacar químicamente el elastómero del estator (la selección delelastómero adecuado es crítica para la vida de la bomba16). Además, cuando el motorestá en la superficie, hay limitaciones de torque en las varillas y pueden existir fugas depetróleo como en las AIB.
13 Dada la velocidad de giro relativa entre el motor y la bomba se requiere la instalación de un reductor de velocidad, quevuelve más complejo el equipo de fondo en este caso.14 5 a 5000 barriles/día15 Unos 7500 pies16 Se han hecho pruebas con estator metálico, que incrementa la vida de la bomba pero permite fugas debido a la luz entrerotor y estator.
Bomba
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Figura 18 - ESPCP
La bomba puede tener un único rotor (single lobe) o varios (multilobe), siendo lasprimeras más comunes. Dado que las varillas se estiran con el peso del fluido, esnecesario tener en cuenta este estiramiento para que el rotor se ubique en la posicióncorrecta durante la producción.
A diferencia de las ESP, el caudal que entrega la bomba no depende de la presión (es dedesplazamiento positivo) aunque a altas presiones falla el sello rotor-estator y el caudalcae rápidamente ya que el fluido se escurre (slip), perdiendo eficiencia a medida queaumenta la presión (Figura 19).
0200400600800
100012001400
0 1000 2000 3000 4000 50000
10
20
30
40
50
Capacity HP
Figura 19 - Curvas PCP
2.3.1 Problemas y Diagnósticos
Aunque la bomba tolera gas y sólidos, éstos pueden atacar el elastómero, que debeseleccionarse teniendo en cuenta las características propias del pozo. El elastómerotambién debe soportar la presión del fluido por encima de la bomba y la presióndiferencial a través de la misma (típicamente unos 350bar17). En suma, se ve claramenteque es el componente más delicado. Otro componente “frágil” es la sarta de varillas, quesufre esfuerzos de torque, axiales y excentricidad cerca de la bomba y puede romperseante un torque excesivo.
Los problemas típicos en una PCP son desgaste, alta fricción rotor-estator, taponamiento,pumpoff, perforación en el tubing, exceso de gas, rotura de varillas o rotura delelastómero. En las ESPCP debe tenerse en cuenta además (como en las ESP) la
17 Aproximadamente 5100 PSI
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refrigeración y sello del motor y, además, los posibles problemas en el reductor develocidad.
En estas bombas también se recurre al ecómetro para analizar el estado defuncionamiento. Algunos problemas pueden diagnosticarse basándose en mediciones desuperficie pero, como en las ESP, no siempre los efectos medidos permiten determinarcuál es el problema.
Cuando se dispone de mediciones de fondo confiables, el análisis de las mediciones defondo y superficie permiten un alto grado de confiabilidad en el diagnóstico.
2.3.2 Posibilidades de Automatización
2.3.2.1 Medición
Como en el caso de las AIB, se puede hacer ecometría pero lo normal es hacer elanálisis con equipos móviles que se instalan en forma temporaria.
Las mediciones típicas en superficie son la corriente, tensión y factor de potencia; si seutiliza un variador de velocidad se puede medir torque y velocidad de giro. Con untransmisor de presión puede sensarse también la presión de cabeza de pozo. En elseparador de prueba se miden los caudales de petróleo, agua y gas determinando elcorte de agua y la relación gas/petróleo.
Si el producto en el tubing es líquido (no hay desprendimiento de gas) podría utilizarse uncaudalímetro másico bifásico para medir caudales de agua y petróleo en línea y utilizarun modelo matemático para calcular las presiones a lo largo del tubing.
En fondo las mediciones más importantes son presión y temperatura de succión ydescarga, y vibraciones.
2.3.2.2 Protección y Automatización
Como en las ESP, en principio se utilizan funciones de protección en base a losparámetros eléctricos (protecciones por overload y underload en base a la corriente delmotor); y el problema es que son herramientas insuficientes para un diagnósticocompleto.
Mediante el ecómetro se puede aquí también hacer una buena estimación de la presiónde succión de la bomba en base al nivel de sumergencia. También podemos determinarla Pwf en base a la curva IPR para un caudal de producción dado, y analizando estosdatos detectar problemas en el funcionamiento de la bomba (con las mismasconsideraciones que para las ESP).
En este tipo de bombas es importante, si se dispone de la medición, considerarprotección por torque.
Cuando existen sensores de fondo pueden agregarse protecciones por presión desucción, descarga y diferencial de bomba, por sobrecalentamiento y por vibraciones.Además es posible estimar el caudal, el corte de agua y la relación gas/petróleo en eltubing entre otros parámetros, y detectar desgaste de la bomba graficando la relaciónpresión diferencial de la bomba vs. caudal en función del tiempo.
Para optimizar la producción es importante determinar el nivel de sumergencia y adecuarla velocidad de bombeo (mediante un VSD) para mantener el pozo en máximaproducción sin llegar a condición de pump-off. Cuando se dispone de sensor de presiónde fondo directamente se controla la velocidad del VSD para mantener la presión desucción (proporcional a la sumergencia) constante y lo más baja posible; además, conpozo parado, permite obtener una indicación de la presión de reservorio.
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Un VSD permite además actuar ante muchos problemas variando la velocidad de labomba. Es posible el control combinado de velocidad y torque manteniendo la producciónlo más alta posible protegiendo a la vez la bomba.
Como con las ESP, durante el arranque del pozo es conveniente validar las condicionesde trabajo y una vez estabilizado el mismo programar alarmas para detectar cambios delpunto de trabajo, ya sea bruscos o a largo plazo (típicos de problemas de desgaste).
2.4 Otros (Gas Lift, Jet Pump, Plunger Lift)
Existen otros sistemas para extracción que no analizaremos aquí, incluyendocombinaciones de sistemas. Mencionaremos algunos de los más comunes y suscaracterísticas a continuación.
2.4.1 Gas Lift
Consiste en la inyección de gas a presión como medio de arrastre (Figura 20). Puedeusarse en pozos de media y alta producción (hasta unos 4800m3/día18), con sólidos ogas. Es altamente flexible y confiable y permite además acceso a las perforaciones. Laeficiencia es de un 30%. Como desventajas, requiere mucho equipo de superficie (lo quehace conveniente la utilización de clusters de pozos que compartan el equipo) y disponerde mucho gas a presión. Tiene menor eficiencia y mayor costo operativo, y no esconveniente en pozos de alto corte de agua.
Figura 20- Sistema Gas Lift
2.4.2 Jet Pump
Mediante la inyección de fluido a través de una garganta (tipo venturi) se produce unadepresión en la misma que arrastra el petróleo a extraer (Figura 21). Se utiliza para pozosde producción media (hasta 2400m3/día19) y tiene una eficiencia del 20 al 30%. Susventajas radican en la economía de instalación, es compacto y sin partes móviles, no estálimitada por temperatura y se puede usar en pozos inclinados. Desventajas: bajaeficiencia, necesidad de un sistema de inyección del fluido de arrastre, y es sensible agas, arena y aumento de contrapresión.
18 30000 barriles por día19 15000 barriles por día
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Figura 21 - Jet Pump
2.4.3 Plunger Lift
Es un sistema económico y eficiente, que se usa mayormente en pozos de producciónmarginal (Figura 22). Utiliza un pistón (plunger) que viaja a lo largo del pozo utilizando lapropia presión del pozo en forma intermitente: tiene un período de carga en el queacumula presión y un período de producción en que el pistón sube empujando el fluidoproducido.
Normalmente se utiliza en pozos de hasta 30m3/día20 en pozos poco desviados; unparámetro de selección es la relación gas/líquido (más de 230 m3/m3 por cada 1000metros de tubing21). Soporta altas temperaturas, pero no es bueno en pozos con sólidos yes afectado por la contrapresión (cuanto más baja mejor).
Figura 22 - Plunger Lift
20 200 barriles por día21 400 scf/stb por cada 1000ft de tubing
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3. Telemetría y telecomando
3.1 Monitoreo Básico
Económico, para pozos de baja producción. Se miden uno o dos parámetros importantes,típicamente determinación de estado (produciendo o parado).
Utiliza sólo instrumentación de superficie y una radio RTU. Costo aproximado 5000 USDpor pozo22.
3.2 Monitoreo Completo
Más costoso, involucra instrumentación de superficie y de fondo (Figura 23). Ademásrequiere mantenimiento y posiblemente reemplazo periódico, por lo que sólo se justificaen pozos de alta producción. Pero permite la optimización del pozo maximizando laproducción. El costo estimado es de unos 10000 USD por pozo23.
Medición Instrumentación
Velocidad de Motor VSD
Velocidad de Bomba VSD24
Torque de Motor VSD
Torque de Bomba VSD25
Tensión VSD o Transductor
Corriente VSD o Transductor
Caudal de Líquido Transmisor en superficie26
Presión de Tubing Transmisor en superficie
Presión de Casing Transmisor en superficie
Temperatura de Fluido (superficie) Transmisor en superficie
Temperatura de Motor Sensor en superficie o fondo
Presión de Succión Sensor de fondo
Presión de Descarga Sensor de fondo
Temperatura de Succión Sensor de fondo
Temperatura de Descarga Sensor de fondo
Presión Interna de Bomba Sensor de fondo
Caudal de Petróleo Medición en separador de prueba
Caudal de Agua Medición en separador de prueba
Caudal de Gas Medición en separador de prueba
Figura 23 - Mediciones en bombas ESP/PCP
22 Los costos pueden variar, los anotados son solamente indicativos para comparar entre soluciones. Estos valores no debenconsiderarse como un presupuesto concreto.23 Con sensores de fondo de alta calidad y confiabilidad puede llegar a los 80000USD.24 Calculado en base a relación de transmisión25 Calculado en base a relación de transmisión26 Medidor másico multifásico, requiere buena separación de gas
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3.3 Optimización de Pozos
Requiere la utilización de dispositivos inteligentes en el pozo (POC, VSD, etcétera). Seutilizan algoritmos de control que optimizan la eficiencia de extracción en tiempo real.
Dependiendo del dispositivo usado, la instrumentación y el nivel de automatización puedeir de los 10000 USD a los 15000 USD por pozo27.
3.4 Sistemas SCADA
La utilización de sistemas SCADA, que mediante una red (normalmente de radio) reúnendatos de pozos, baterías y plantas, permite un salto cualitativo en la automatización delos yacimientos (Figura 24). Un sistema SCADA permite monitorear, controlar, historizar,informar y correr aplicaciones de alto nivel para optimización de pozos y yacimientos.
El costo de estos sistemas está típicamente asociado a la cantidad de datos quemanejan; un sistema promedio de 2500 puntos costaría unos 30000 USD con laconfiguración incluida. La tasa de retorno típica en USA para un sistema de ese tamañoes del orden del año y medio.
La utilización de un sistema SCADA permite además ahorro en instrumentación de pozosya que puede usar datos de separadores de prueba para estimar mediciones y paradetectar desvíos, resultando en menor costo por pozo. Además, puede ejecutar en formacentralizada aplicaciones de cálculo (carta dinamométrica, perfil de presiones, etcétera)permitiendo la utilización de RTUs más sencillas o incluso el uso de los VSD como RTUs.
Figura 24 - Sistema SCADA
3.4.1 Sistema de Optimización
La lógica que se ejecuta en los servidores SCADA en tiempo real permite, con respecto alos pozos, puede hacer pruebas automáticas y estadísticas, cálculos AGA/API, arranquey parada remota de bombas, arranque coordinado de bombas y muchas otras
27 Con sensores de fondo de alta calidad y confiabilidad puede llegar a los 90000USD.
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aplicaciones. Además permite optimizar procesos en plantas, volumen de tanques,separación, etcétera.
Los sistemas SCADA diseñados específicamente para Oil & Gas facilitan estas tareasproveyendo una plataforma adecuada y aplicaciones probadas.
Dependiendo de la complejidad, el rango de precios es muy variado y típicamente vadesde los 2000 USD a los 30000 USD.
3.4.2 Aplicaciones de Optimización Upstream
Se trata de aplicaciones complejas construidas sobre la funcionalidad básica de unSCADA y enfocadas a la optimización del yacimiento.
Como ejemplos tenemos análisis dinamométrico, seguimiento de patrones de inyecciónen recuperación secundaria, optimización de gas lift, monitoreo de eficiencia decompresores y bombas, diagnóstico de instrumentación, auditoría, etcétera.
Estas aplicaciones llevan un alto grado de adaptación a las filosofías operativas yrequieren un alto grado de configuración, por lo que el costo varía mucho dependiendo dela instrumentación y los proveedores. Típicamente van de los 30000 USD a los 300000USD. Este costo se justifica especialmente en áreas con riesgos ambientales o deseguridad ya que impacta directamente sobre el factor de recuperación de hidrocarburos.
3.4.3 Herramientas de Presentación
Las herramientas de presentación son fundamentales para el buen uso de la informacióndel sistema SCADA y la operación eficiente del campo. Usualmente se mencionan como“tablero de comando” y tienen la capacidad de presentar combinaciones de informaciónen forma amigable y comprensible.
Pueden filtrar alarmas falsas a través de un proceso de validación, comparar producciónreal versus predicciones, monitorear los costos y tiempos de mantenimiento, etcétera. Esdifícil estimar un costo pero suelen estar entre los 20000 USD y los 60000 USD.
3.5 Integración Corporativa
Los sistemas SCADA proveen herramientas para integración corporativa, tanto para laextracción de datos (basada en estándares como OPC, ODBC, OLEDB, XML y ADO)como para implementar interfaces a sistemas corporativos como PI, SAP, FieldView,TOW, PVR, sistemas de mantenimiento, sistemas geológicos, etcétera.
Además, proveen replicación de configuración y datos de tiempo real e histórico,permitiendo una arquitectura distribuida del sistema y concentración en centrosregionales incluyendo centros redundantes para dar mayor integridad y disponibilidad a lavez que mantienen un bajo impacto en la performance del sistema.
Además permite ejecutar aplicaciones de gestión de situaciones anormales complejas,caras pero con un alto retorno ya que identifican situaciones anormales en la operacióncon una alta velocidad de respuesta. Este tipo de aplicaciones cuesta en el orden de los200000 USD a 300000USD, y requieren unas 1000 a 2000 horas hombre deconfiguración y ajuste.
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Revisiones
Documento #: 3BAR000076
Versión Fecha Autor Detalle
0.0 2005-09-15 Jorge Bourdette Revisión inicial